CC BY
25
УДК 550.8 (571.5)
Нерешенные проблемы нефтегазовой геологии Восточной Сибири и Дальнего Востока России и пути их решения
А.В. Бочкарёв1, А.В. Лобусев1, В.А. Скоробогатов2*, Д.Я. Хабибуллин3
1 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
3 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 * E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. На основании данных о Сибирской платформе и окружающих ее впадинах и прогибах, отвечающих текущему уровню их изученности, а также данных нефтегазовой геостатистики и информации о современном состоянии минерально-сырьевой базы газо- и нефтедобычи сформулированы геологические и онтогенетические проблемы, подлежащие анализу с целью повышения эффективности дальнейших поисково-разведочных работ на суше Восточной Сибири и Дальнего Востока России.
На повестке дня современной нефтегазовой геологии стоит большое количество проблем, среди которых авторы особо выделяют три группы:
• геологические: тектоника, литология, стратиграфия, тектонодинамика, гидрогеология, поиски, разведка, запасы, ресурсы;
• онтогенетические: генерация, миграция, аккумуляция, разрушение и, главное, как сформировались углеводородные скопления (УВС)? как сохранились до наших дней в ходе их эволюционного развития внутри ловушек в объеме месторождений углеводородов (МУВ)?
• ресурсно-поисковые: ресурсы, запасы, поиски, разведка, приросты и, главное, каковы реальные ресурсы углеводородов (УВ)? каков объем неоткрытых (прогнозных) ресурсов свободного газа (СГ) и нефти? как они распределяются по прогнозируемым МУВ? где и как их искать и разведывать посредством поисково-разведочных работ (ПРР)? каких результатов ПРР можно ожидать в части числа открытых месторождений и залежей, конечных запасов и добывных возможностей, динамики и уровней коммерческой добычи УВ и др.?
Безусловно, перечисленные проблемы взаимосвязаны и взаимообусловлены. Конечная цель деятельности любой компании-оператора (владельца лицензионных участков с правом поиска, разведки, разработки и эксплуатации) - открытие месторождения с последующей добычей СГ и нефти.
Нефтегазовая отрасль промышленности любой страны - высокозатратный, рискованный, долговременный вид деятельности, где за один год и с одним миллионом долларов ничего масштабного не сделаешь. Освоение недр нефтегазоносных регионов (провинций и областей) продолжается многие десятилетия, успехи чередуются с неудачами и т.д. Огромна цена ошибок прогнозирования и поисков УВС. Вместе с тем нефтегазовый бизнес - весьма выгодное предприятие, где одна удачная скважина оправдывает строительство трех-четырех непродуктивных (сухих, водоносных). И здесь высока роль научного обеспечения и сопровождения ПРР для создания надежной минерально-сырьевой базы (МСБ) газо- и нефтедобычи.
В пределах Северной Евразии (СЕА) - суша и окружающие моря России - выделяются 12 осадочных бассейнов разных размеров и мощности неметаморфизо-ванного осадочного чехла. По состоянию на 01.01.2021 в пределах СЕА открыты 3720 МУВ различной крупности и разного фазового состояния - газовые (Г),
Ключевые слова:
газ,
нефть,
запасы,
ресурсы,
проблемы,
онтогенез,
поиски,
Восточная Сибирь.
газоконденсатные (ГК), нефтяные (Н), нефте-газоконденсатные (НГК), газонефтяные (ГН) и т.д., в том числе 930 в Западно-Сибирской мегапровинции (суша и Южно-Карское море) и 106 в Восточной Сибири и Якутии суммарно. Административно земли к востоку от р. Енисей и к западу от р. Лены относятся к Красноярскому краю, Иркутской области и Республике Саха (Якутии). Тектонически это древняя докембрийская Сибирская платформа (СП), Вилюйская впадина и мезозойские прогибы - Предпатомский и Предверхоянский. Вопросам геологического строения и нефтега-зоносности территорий к востоку от р. Енисей посвящено очень большое число публикаций [1-22]. Авторы вместо традиционной Восточно-Сибирской выделяют здесь Енисей-Ленскую нефтегазоносную мегапровинцию (ЕЛМП) [13] с рядом областей, из которых только в восьми открыты МУВ. Поиски в 12 других не увенчались успехами, несмотря на длительный период изучения их недр. Они пока сохраняют статус нефтегазоносной области, но насколько это справедливо и оправданно? Во всяком случае нефте- и газоносность подтверждена только на юге и востоке ЕЛМП. Вся северная половина СП, юго-восток (Алданская область) и северо-восток (Анабаро-Ленское междуречье) пока стерильны от УВС нормального ряда, т.е. обычных месторождений и залежей: здесь повсюду встречены битумные поля - свидетели разрушения первичных нефтесодержа-щих скоплений (очень негативный факт, свидетельствующий о неблагоприятных условиях сохранности даже нефтяных скоплений, не говоря уже о газе).
Вообще говоря, настораживают весьма скромные результаты длительных ПРР в Восточной Сибири. До настоящего времени (2021 г.) в пределах ЕЛМП подготовлена весьма ограниченная МСБ газо- и особенно нефтедобычи. При накопленной добыче 0,1 трлн м3 текущие разведанные запасы СГ составляют 4,5 трлн м3, предварительные -3,6 трлн м3, в сумме это 8,2 трлн м3 начальных запасов. По нефти, соответственно: 0,3; 1,0; 1,4 млрд т, в сумме 2,7 млрд т (извлек.).
В составе суммарных открытых запасов УВ, как видно, газ существенно превосходит нефть. В этой связи возникает ряд проблем, подлежащих решению с целью оптимизации будущих ПРР, т.е. чтобы не бурить лишних скважин [16].
Далее кратко коснемся всех трех групп обозначенных ранее проблем. В той или иной степени они обсуждаются в большом числе публикаций, которых за 70 лет исследований СП насчитываются многие сотни [5, 7, 13, 16, 17, 22 и др.]. В дальнейшем стало больше публикаций по Восточной Сибири, в основном мелкотемных, частных, нередко по надуманным проблемам, решение которых ничем не поможет практике поисков новых МУВ.
В чем необычность, неординарность геологического строения и нефтегазоносности ЕЛМП? Начнем с геологии.
СП остается до настоящего времени наименее изученной на суше России территорией с резко различной изученностью отдельных областей: южных, центральных, восточных и северных (последние почти не изучены, имеют статус нулевой промышленной нефтегазоносности, зато отличаются богатой рудонос-ностью - полиметаллы, золото, алмазы и др.).
В пределах мегабассейна ПРР проведены на 460 перспективных площадях преимущественно в южной половине СП. Пробурены около 2,5 тыс. поисковых и разведочных скважин (оценка). Открыты 106 МУВ, из них разведаны в той или иной степени только 96. Десять из них нельзя считать промышленными: на них числятся только запасы кат. С2, которые могут быть и списаны по итогам разведки (частично, иногда полностью). Кстати, отличительная особенность новых провинций, а часто и областей, - открытие первыми самых нехарактерных для них месторождений. Яркий пример: первое из открытых в Восточной Сибири месторождений, Усть-Вилюйское в Предверхоянском прогибе (в 1956 г.), реально - самое для нее не характерное.
Диапазон промышленной нефтегазоносности: рифей - венд - нижний кембрий (под-солевой) на большей части мегапровинции и пермь - нижняя юра с нефтегазострати-графическим провалом в объеме почти всего палеозоя (средний кембрий - низы перми). Безусловно, это обусловлено генетическими причинами.
ЕЛМП находится в целом в конце II - начале III этапа освоения УВ-потенциала недр при изменении по отдельным разноизученным областям: от подэтапа Да) на северо-западе и северо-востоке до III этапа на юге и юго-востоке в пределах Байкитской и Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областей
и до ^(а) в Верхояно-Вилюйской субпровинции (восток) [15, 17].
Отметим, что в значительной степени изучены и в то же время до крайности запутаны вопросы стратиграфии и литологии: одни и те же литологические толщи имеют совершенно разные названия (свит и горизонтов) не только в пределах разных административных единиц, но и внутри единых регионов и областей, чего не должно быть по определению. Однако это крайне затрудняет сопоставление одновозрастных толщ и горизонтов подсо-левого разреза, вносит неразбериху в решение всех проблем мегапровинции.
Все названные обстоятельства указывают на неудовлетворительное научное обеспечение многих геологических проблем даже в сравнительно хорошо исследованных южноцентральных областях и районах на первых этапах изучения платформы [1, 12]. Не решены общегеологические проблемы стратиграфии, литологии и тектоники для значительной части северной территории СП, несмотря на проводку ряда параметрических и поисковых скважин: в той или иной степени разбурены уже 5 площадей в Тунгусском регионе.
Недостаточно решена проблема влияния девонского и особенно триасового магматизма на все стороны геологических процессов и на онтогенез УВ (распределение нефтегазо-носности в объеме осадочного чехла). Как повлияли активная тектонодинамика и излияния магмы на эти процессы - прежде всего на многочисленные перестройки структурных планов и размывы в раннем фанерозое, в начале мезозойской эры, в течение кайнозоя и др.? То же относится и конкретно к вопросам дизъюнктивной тектоники и нарушенности недр не только маг-магическими телами (внутренние расклинивающие инъекции - магморазрыв пластов), но и разломами различных генезиса, направленности, протяженности, эпох активизации и современной амплитуды [8, 16, 19].
Не изучена проблема влияния тектонических надвигов в окраинных районах платформы (на юго-востоке и в Предверхоянском прогибе): положительное? отрицательное? усложняющее? и т.д. Не исследованы в полной мере процессы засолонения пород, залегающих много ниже подошвы кембрийских солей, а также пластовых вод подсолевых толщ.
И без того в геологически сложном ме-габассейне СП многое явно переусложнено,
часто искусственно. Известны следующие закономерности и особенности развития осадочного чехла СП в фанерозойское время и его современного строения:
• очень сложное структурно-тектоническое развитие платформы, сопровождавшееся крупными перестройками тектонических планов, размывами, отсутствием осадконакопле-ния в конце рифея и среднем палеозое, а также в течение крупных отрезков мезозойской и кайнозойской эр, формированием крупных линеа-ментов, разломообразованием и др.;
• развитие карбонатно-соленосной толщи верхнего венда - кембрия;
• в течение большей части кембрия в спокойных тектонических условиях накопление существенно соленосной толщи с редкими прослоями карбонатов мощностью до 1,0 км и более [9, 10];
• наличие внутрибассейновых унаследованных поднятий с отсутствием или развитием маломощного (менее 1 км) осадочного чехла (ареал Анабарского и Алданского щитов и др.);
• сравнительно небольшие мощности типичного осадочного чехла венд-триасового возраста (2...4 км) на большей части платформы. При этом осадочные неметаморфи-зованные породы рифейского возраста относятся к переходному комплексу, залегающему на складчато-магматическом фундаменте архейско-протерозойского возраста. Их преоб-разованность, в том числе структура залегания, много выше и сложнее, чем у пород венда;
• чрезвычайно разнообразный форма-ционный и литолого-фациальный состав осадочных и осадочно-вулканогенных пород: карбонаты, соли, песчаники, алевролиты, глины, угли, углистые и битуминозные сланцы, магматические межпластовые интрузии, поверхностные базальты в различных пространственных соотношениях объема слагают осадочный чехол и рифейские образования. Это литолого-стратиграфическое разнообразие усугубляется «стараниями» местных геологических школ, которые еще на начальном этапе геологических исследований одни и те же одновозрастные толщи обозначили разными названиями в пределах не только административных единиц, но даже одних и тех же или сближенных областей, даже районов (!);
• увеличение доли терригенной компоненты от рифея к верхнему палеозою и мезозою.
В разрезе от перми до мела карбонаты отсутствуют (песчаники, глины, угли...);
• дискретность развития разновозрастных осадочных толщ: в ряде областей отсутствует рифей, на северо-западе - венд, сложно построенный соленосный экран кембрия покрывает менее 50 % территории платформы [10, 19];
• интенсивная нарушенность осадочного чехла и рифея СП долгоживущими разно-амплитудными и разнопроницаемыми разломами [13], вместе с тем отсутствие высокоамплитудных разломов во всех внутренних областях, однако наличие надвигов на юго-востоке и юге (Предпатомский и, возможно, Предверхоянский мегапрогибы);
• интенсивное влияние магматической деятельности в позднем палеозое - триасе;
• в объеме осадочного чехла доля магматических межпластовых интрузий долерито-вых пород (20.30 % и более), мощные покровы базальтов (траппов) на поверхности (на западе), алмазоносные трубки взрыва на востоке;
• малонапряженное современное гео-термополе и малоподвижная флюидальная система в недрах СП (геотермоградиенты составляют 1,2.2,0 °С на 100 м, водные рассолы с аномально низким пластовым давлением) [1], а в Вилюйской впадине - в перми и ниже -наоборот, развитие аномально высокого пластового давления;
• для большинства ГК-скоплений в тер-ригенном венде локальными экранами служат не соли, которых нет в данной части разреза, а глинисто-аргиллитовые пласты и даже плотные доломиты. Это значит, что и породы-генераторы залегают на уровне газонасыщенных пластов или ниже. А это терригенный венд;
• в большинстве областей высок и очень высок расчетный (предполагаемый) уровень катагенеза (МК4...АК2) [18], запрещающий существование нефтяной фазы в виде скоплений и рассеянных битумоидов в генерирующих породах.
Очень показательно, что после обнаружения всех гигантов до 1990 г. на рубеже веков и далее до 2020 г. были открыты несколько десятков МУВ, однако разведанные запасы каждого менее 40.30 млн т условного топлива (далее - у.т.), хотя часть из них после дораз-ведки может перейти в класс крупных - от 30 до 100 млн т у.т.
Еще одна важнейшая проблема: а остались ли неоткрытыми действительно гигантские
МУВ (более 300 млн т у.т.), особенно нефте-содержащие? Места для новых сверхгигантов (более 1 млрд т у.т., СГ + нефть) явно не осталось. Три таких «месторождения» были выявлены еще в 1980-х гг. Их существование в северной половине СП попросту исключено (генетически).
Древняя СП отличается от других мега-структур мира:
• наиболее древним фундаментом (ар-хей - ранний протерозой), консолидация произошла более 1,5 млрд лет назад;
• наибольшей площадью распространения криптозойского осадочного чехла;
• промышленной нефтегазоносностью древних толщ (рифей - венд);
• наличием мощного соленосного флюи-доупора - региональной покрышки сложного строения (соли, карбонаты) в разрезе нижнего и среднего кембрия. Между тем, большинство залежей газа (Г, ГК) экранируют уплотненные глинисто-алевролитовые покрышки и даже доломиты (!);
• наибольшей угленосностью карбона, перми, триаса, юры, нижнего мела и громадными ресурсами каменных углей, однако в силу отсутствия флюидоупоров значительная часть угольного газа потеряна;
• наиболее высокой долей магматических пород в объеме осадочно-вулканогенного чехла (до 40 % в Южно-Тунгусской нефтегазоносной области);
• самым большим возрастом образовавшихся УВС (скорее всего, ранний палеозой);
• наиболее широким спектром природного органического метаморфизма органо-минеральных комплексов пород: от ранней бу-роугольной стадии до метаантрацитов и графитов - высшей стадии термотрансформации органического вещества;
• максимальным развитием дизъюнктивной тектоники в объеме осадочного чехла и очень значительным влиянием разломов на все звенья онтогенеза УВ в недрах;
• очень значительными масштабами разрушения УВС, как газовых, так и нефтяных, с образованием обширных битумных полей.
Яркий пример влияния разломов на современную флюидальную картину - Чаяндинское и Талаканское НГК месторождения, разделенные узким грабенообразным прогибом: на первом, относительно слабонарушенном дизъюнк-тивами, при реальных запасах СГ около
1 трлн м3 геологические запасы нефти составляют менее 200 млн т; на втором, интенсивно нарушенном, соотношение СГ и нефти равно 1:10 (геол.). В разрезе первого весь промышленный газ находится в терригенных резервуарах низов венда (ботуобинском и др.), а в карбонатном нижнем кембрии отмечаются только нефте-проявления, на Талакане же наоборот - залежи нефти (с газовыми шапками) локализованы в карбонатах осинской свиты непосредственно под региональной покрышкой, а ниже по разрезу зафиксированы главным образом газопроявления: размещение УВ-флюидов диаметрально противоположное (нефть и газ сегрегированы в пространстве). По-видимому, в моменты движения по разломам даже соль пропускает газ, но задерживает нефть.
Основные проблемы, осложняющие развитие МСБ газонефтедобычи в регионах Восточной Сибири:
• сложность поисковых объектов, высокая структурно-литологическая объемная неоднородность пород венда - нижнего кембрия и верхней перми, довольно большие глубины их погружения (3,0.4,5 км), сложные термобарические условия;
• завышенность и невысокая достоверность официальных оценок прогнозных и особенно перспективных ресурсов углеводородов кат. D0 и Dл, низкое качество нераспределенной ресурсной базы во всех областях;
• просчеты в прогнозировании, неоптимальный выбор поисковых объектов, неправильная расстановка первых поисковых скважин на перспективных площадях, а также многих разведочных скважин и, как результат, неоправданное перебуривание целого ряда объектов, находящихся в разведке;
• низкое качество опробований и испытаний, особенно сложных перспективных объектов на средних и больших глубинах, значительное число сухих и водоносных скважин, большое число непродуктивных площадей.
Главные причины низкой эффективности ПРР в области поисков новых месторождений и их дальнейшей разведки, а часто и необоснованной переразведки - чрезвычайно сложное тектоно-динамическое развитие и очень сложное современное геологическое строение недр СП и ее отдельных областей, районов, зон, локальных участков; древность залежей УВ, сохранившихся после многочисленных переформирований, относительно невысокий общий
потенциал промышленного нефтегазонакопле-ния и сохранности.
Помимо официально открытых месторождений в пределах СП на многих площадях зафиксированы многочисленные газо- и нефте-проявления и непромышленные притоки УВ. В большинстве областей восточной половины мегапровинции развиты обширные битумные поля и приповерхностные скопления сверхтяжелых нефтей (Оленекское, Мунское и др.). Эти факты, а также наблюдаемая на многих месторождениях сложная (неустоявшаяся) геофлюидальная система свидетельствуют об активных процессах переформирования с частичным или полным разрушением обычных скоплений нефти и газа, которые продолжаются.
Проблемы формирования УВС в подсоле-вых комплексах пород СП обсуждаются в ряде работ [2, 4, 11, 18, 19], однако ни в одной из них нет четкого ответа на вопрос, а как все же сформировались залежи газа и нефти в древних докембрийских толщах? УВ-накопление в недрах СП имеет следующие онтогенетические особенности:
1) вся нефтегазоносность СП подсоле-вая - ниже верхнего пласта кембрийской соли. В ордовике, силуре, девоне УВ-скоплений нет (пока?). На северо-западе мегапровинции, где что-то и могло сохраниться в среднем палеозое, единственно надежный экран, а именно соль, отсутствует [10, 20];
2) очень высокая дизъюнктивная нарушен-ность рифея и низов осадочного чехла, значительная (много выше, чем в других регионах СЕА) роль разломов в онтогенезе УВ;
3) для ЕЛМП очевидные нефтематеринс-кие толщи не установлены (возможно, это ри-фей, глины низов венда);
4) на древней СП длительные масштабные процессы дегазации и рассеивания нефти в надсолевой части осадочного чехла привели к остаточному накоплению тяжелых нефтей и битумов в ряде зон, в подсолевой же части в породах кембрия, венда и рифея геохронотер-мобарическая эволюция первично-нефтяных и НГК-скоплений привела к формированию ГК-систем вторичного типа за счет термотрансформации вещества нефтей в залежах и битумоидов в материнских породах в смесь газообразных и легких жидких УВ, участвовавших в неоднократных процессах переформирования УВС.
В пределах мегапровинции отсутствуют региональные продуктивные доминант-комп-лексы, в каждой нефтегазоносной области комплекс свой: в Байкитской это рифей (верхний, подперерывный), в Ангаро-Ленской -терригенный венд, в Непско-Ботуобинской -венд - нижний кембрий, в Вилюйской синекли-зе - пермотриас и т.д.
СП является крупнейшим в России мега-регионом с точки зрения геологических ресурсов сверхтяжелых нефтей и битумов, сосредоточенных на малых глубинах (до 1,0 км) или в приповерхностных условиях. В Оленекском битумном поле на северо-востоке платформы сосредоточены гигантские геологические ресурсы (по разным данным, 3.5 млрд т) неподвижной нефти высокой плотности и вязкости (по сути, скопления природных битумов - деградированных нефтей), свидетельствующие о грандиозных масштабах разрушения обычных УВ-скоплений в мезозойское и кайнозойское время. Причем остается непонятным, откуда (географически), из каких материнских толщ (горизонтов) и когда поступали эти неф-теподобные вещества.
Вроде бы и частная, но интересная проблема онтогенеза газовых скоплений в зоне Ангарских складок (самостоятельный Нижнеангарский газоносный район - Ильбокичское, Имбинское и др. МУВ), где открыт ряд месторождений СГ явно апокатагенетического генезиса (содержание СН4 - 97 %, содержание конденсата менее 1 г/м3). Подобные газы являются либо молодыми, незрелыми (как в сенома-не и апте Западной Сибири), либо «перезрелыми» - продуктами разрушения нефтяных и НГК-скоплений в позднем мезокатагенезе (МК4...МК5) - раннем апокатагенезе (тощие угли = градация АКЬ R° > 2,0.2,1 %). Так откуда же пришел этот газ?
Онтогенетические проблемы нефтегазо-носности СП:
1) невозможность оценить объемы генерации битумоидов и УВ-газа, так как, несмотря на попытки ряда исследователей-геохимиков [2, 11, 18], корректные расчеты отсутствуют. Неопределенность времени проявления аккумуляционных процессов и условий первичного формирования УВ-скоплений;
2) распространение повсеместной «зараженности» углеводородами всего подсоле-вого разреза (низы кембрия, венд и верхи ри-фея): загазованность Иркутского амфитеатра
(почти во всех пробуренных скважинах газ: промышленные и непромышленные притоки, газопроявления), нефтенасыщенность ареала Непско-Ботуобинской и Байкитской анте-клиз и др. при ограниченных генерационных свойствах терригенных и особенно карбонатных пород (содержание органического углеводорода повсеместно составляет менее 1 %, за исключением отдельных маломощных толщ в верхах рифея - до 2 % и более, вместе с тем явные «нефтематеринские» (битумогенери-рующие) толщи отсутствуют [13, 14]).
Проблемы формирования и современного размещения месторождений и залежей УВ
Когда и как, в каких толщах происходила генерация органических подвижных соединений (ОПС). Где искать генетические корни нефти и газа современных залежей? Каковы были масштабы генерации? Частично эти вопросы решены только для Вилюйской впадины, где все довольно просто, а многое очевидно. Почему при сапропелевом типе органического вещества (гумусового просто не было) в докемб-рийских толщах газа генерировано больше, чем битумоидов, судя по современному соотношению открытых запасов СГ и нефти, с учетом намного худшей сохранности газа в недрах? Почему при минимальных содержаниях рассеянного органического вещества в под-солевых толщах (менее 1,0.0,8 %, а в карбонатах - менее 0,5 % на средних современных стадиях катагенеза, по-видимому, МК2.МК4, не выше) были генерированы все же очень значительные массы и объемы ОПС, судя по многочисленным нефтегазопроявлениям и окраинным битумным полям?
Совершенно не освещены вопросы дальней миграции и вторичной аккумуляции в ловушках, эволюции УВС, да и разрушения тоже. Когда были сформированы первично-генетические залежи, в раннем палеозое или позднее? Как они дожили до наших дней? Сколько составили потери СГ и нефти, общие и на конкретных месторождениях?
Не решены проблемы локализации УВ. Почему в карбонатных породах венда-кембрия прямо под сложно построенной карбонатно-солевой покрышкой локализованы скопления нефти, а почти весь СГ находится ниже, в терригенном венде, под покрышками плотных доломитов, но не глин или солей? Должно быть наоборот, как и во всех прочих бассейнах мира. [14].
Трудно объяснима проблема узкого диапазона и невысокого содержания конденсата (17.28 г/м3) во многих залежах южных областей мегапровинции, даже с нефтяными оторочками, типа ГКН или НГК в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, чего, вообще говоря, не должно быть при сочетании нормального газа и обычных нефтей (не тяжелых и не легких).
В условиях ЕЛМП невозможно рассчитать коэффициенты аккумуляции и сохранности и в конечном итоге оценить общие потенциалы промышленной газо- и нефтеносности как отдельных областей, так и мегапровинции в целом. Возможны экспертные оценки, но чего они стоят? Какова их точность и доверительность? Много, очень много вопросов и нерешенных проблем, и не решена главная: как же сформировались и благодаря каким условиям сохранились УВ-скопления в древних толщах мега-провинции? При таких, мягко говоря, мало благоприятных консервационных условиях?
Официальные оценки ресурсов газа и нефти 2002 и 2012 гг. просто зашкаливают -до 36 трлн м3 и 12 млрд т соответственно. При заведомо невысоких (средних?) перспективах неизученных северных областей (по мнению многих экспертов) [6-8, 13] и относительно хорошей разбуренности осадочного чехла на юге (до подошвы осадочного чехла) напрашивается вопрос, а где искать неоткрытые ресурсы СГ в объеме не менее 25 трлн м3 и нефти до 10 млрд т?
До настоящего времени непонятен генезис нефтебитумов (сверхтяжелых нефтей) по окраинам СП: где их генетические корни? в каких материнских (битумогенерирую-щих) толщах они были «рождены»? какой путь прошли (в пространстве и времени) до мест современной локализации? сколько может сохраняться нефть в приповерхностных условиях на глубине первых десятков - сотен метров от современной поверхности земли - десятки тысяч или миллионов лет? Уголь может, но нефть? Газ, безусловно, не может на малых глубинах локализации, его скопления неизбежно рассеятся...
Корпоративные оценки традиционных ресурсов ЕЛМП (ВНИИГАЗ, 2015 г.), геол. / извлек.: СГ - 26 / 20 трлн м3; нефть - 10 / 3,5 млрд т. По состоянию на 01.01.2021 с учетом неизбежных списаний ресурсов кат. D2 и запасов кат. С2 как неподтверждающихся реальные
подтверждаемые ресурсы газа оцениваются авторами уже как более низкие: в диапазоне 18.20 / 15.16 трлн м3 (геол. / извлек.).
Не решена общероссийская проблема промышленной газоносности (о нефти речь не идет.) малых межгорных впадин-суббассейнов Дальнего Востока: Момо-Зырянского, Буреинского и др., в которых открыто только одно мельчайшее газовое месторождение -Адниканское (0,2 млрд м3). На них официально «накинули» около 1 трлн м3 ресурсов газа, но сколько будет на самом деле? Достоверные оценки ресурсов необходимы, чтобы реально планировать направления, объекты и объемы будущих ПРР [16]. В небольших материковых впадинах типа Удского и Торомского прогибов, а также Пенжинской впадины на побережье Охотского моря УВС может и вообще не оказаться вследствие неблагоприятных консерва-ционных условий [3].
Итак, чем меньше изученность, тем больше нерешенных проблем нефтегазовой геологии остается в том или ином регионе, провинции, области. Особенно больших размеров, особенно геологически сложных. Нельзя считать решенной и проблему нефтегазового районирования ЕЛМП ввиду нелогичности и некорректности выделения и обозначения ряда областей и самостоятельных районов газо- и нефтенакопления [1, 22]. Новое районирование мегапровинции показано на рисунке.
Новое нефтегазогеологическое районирование ЕЛМП:
области Ангаро-Ленская (АЛО), Байкитская
(БО), Непско-Ботуобинская (НБО); ТР -Тунгусский регион; ВВС - Верхояно-Вилюйская субпровинция; МПТ - малоперспективная территория
Принципиальными являются выделение авторами ТР (в составе трех областей) и Верхояно-Вилюйской субпровинции (две области) и «ликвидация» некоторых «надуманных» областей вроде Сюгджерской. Вместо них выделены малоперспективные территории, занимающие значительную часть мегапровинции.
В качестве резюме отметим, что по прошествии 70 лет (1951-2020 г.) ведения ПРР Восточная Сибирь не оправдывает возлагавшихся на нее (в первые десятилетия изучения -до 1990 г.) надежд. Да и оправдает ли? - большой вопрос, тоже пока нерешенный. Много, очень много вопросов остаются без должных ответов.
Восточно-Сибирская нефтегазоносная ме-гапровинция, или ЕЛМП, - все еще терра ин-когнита1 нефтегазовой геологии России. Таковой она и остается по отношению примерно к 50 % территории (1,4.1,5 млн км2) и останется в будущем, если компании-операторы не начнут масштабных ПРР в Тунгусском регионе. Но кто рискнет? Тому и слава, и хвала, но разориться может просто.
Так что же предпринять в дальнейшем для решения поставленных проблем? И этот вопрос повисает без ответа.
Главная проблема для Восточной Сибири все же ресурсно-поисковая. Ее решение заключается в повышении достоверности и доверительности оценок неоткрытых ресурсов УВ, особенно локализованных - локальных адресных объектов, без всяких спекуляций. Тогда выбор объектов под поиски станет предсказуемо-реальным, а успешность ПРР - более высокой, чем в последние три десятка лет. Но открытие новых гигантов по-прежнему остается эфемерной задачей с невысокой вероятностью реализации.
Список литературы
1. Анциферов А.С. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов
и др. / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова,
A.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981. - 450 с.
2. Баженова Т.К. Масштабы и время нефтегазообразования в верхнепротерозойских материнских формациях Сибирской платформы / Т.К. Баженова // Успехи органической геохимии: сб. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2010. - С. 27-30.
3. Ермаков В.И. Геологическое строение Восточной Якутии и Приохотья: науч.-тех. обзор / В.И. Ермаков, Т.И. Хейвин,
B.Т. Работнов и др. - М.: ВНИИЭГазпром, 1977. - 51 с. - (Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений).
4. Ермаков В.И. Особенности образования
и накопления природного газа в угленосных формациях: обзор / В.И. Ермаков. -М.: ВИЭМС, 1972. - 42 с. - (Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа).
5. Ефимов А.С. Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов / А.С. Ефимов, Ю.Л. Зайцева, М.А. Масленников и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2017. - № 3. - С. 19-40.
6. Ефимов А.С. Оценка величины
и достоверности потенциальных ресурсов Сибирской платформы и выбор наиболее эффективных направлений развития поисково-разведочных работ на газ и нефть / А.С. Ефимов, А.А. Гердт,
B.С. Старосельцев и др. // Материалы XIII Координационного геологического совещания ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - С. 218-226.
7. Иванов Ю.А. Новые аспекты перспектив нефтегазоносности северных районов Сибирской платформы (окончание) / Ю.А. Иванов, И.П. Мясникова // Геология нефти и газа. - 2000. - № 4. -
C. 33-40.
8. Крючков В.Е. Поисково-разведочные работы в Восточной Сибири: итоги, проблемы, риски, перспективы / В.Е. Крючков,
В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 35-48.
9. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской
__платформы / под ред. В.С. Суркова. -
1 До открытия Антарктиду в XIX в. называли терра М.: Недра, 1987. - 204 с.
инкогнита аустралис (неизвестная южная земля). Таковой она осталась и в начале XXI в....
10. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы. Стратиграфия, история развития / Н.В. Мельников. - Новосибирск: СО РАН, 2009. - 148 с.
11. Органическая геохимия палеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности / под ред. К.К. Макарова, Т.К. Баженовой. -
Л.: Недра, 1981. - 211 с.
12. Ремизов В.В. Проблемы освоения ресурсов газа Сибири и Дальнего Востока / В.В. Ремизов,
B.И. Резуненко, А.И. Гриценко и др. // Газовая промышленность. - 2000. - № 9. - С. 9-13.
13. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 3-17.
14. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира
и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке / В.А. Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2018. - № 10. -
C. 126-141.
15. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России
и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Г.Р. Пятницкая, Д.А. Соин и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
16. Скоробогатов В.А. Поиски месторождений и залежей углеводородов в осадочных бассейнах Северной Евразии: итоги, проблемы, перспективы / В.А. Скоробогатов, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибуллин и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 18-34.
17. Скоробогатов В.А. Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и ВосточноСибирской мегапровинций / В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - 2014. -
№ 3 (19). - С. 33-43.
18. Филипцов Ю.А. Оценка катагенеза и нефтегазогенерационных свойств органического вещества рифея
и венда Байкитской и Катангской областей / Ю.А. Филипцов, Ю.В. Петришина, Л.И. Богородская и др. // Геология и геофизика. - 1999. - Т. 40. - № 9. -С. 1362-1374.
19. Филипцов Ю.А. Рифейские прогибы -основные источники нефти и газа в западной части Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов, В.С. Старосельцев // Геология нефти и газа. -2009. - № 6. - С. 40-56.
20. Фролов С.В. Нефтегазоносные комплексы севера Лено-Тунгусского бассейна / С.В. Фролов, Е.А. Бакай, Е.Е. Карнюшина и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - № 3. - С. 63-75.
21. Хабибуллин Д.Я. О целесообразности поисков месторождений углеводородов
в малоизученных областях Восточной Сибири в период 2021-2040 гг. / Д.Я. Хабибуллин,
B.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 49-58.
22. Шеин В.С. Тектоническое районирование
и перспективы нефтегазоносности бассейнов Сибирской платформы / В.С. Шеин, Н.К. Фортунатова, С.В. Ивашко и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - Спецвыпуск. -
C. 64-88.
Pending problems of petroleum geology at Eastern Siberia and Far East and ways to solve them
A.V. Bochkarev1, A.V. Lobusev1, V. A. Skorobogatov2*, D.Ya. Khabibullin3
1 National University of Oil and Gas «Gubkin University», Block 1, Bld. 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
3 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Basing on the state-of-art information about Siberian platform and surrounding depressions and trenches, as well as on the geostatistical data and contemporary status of the mineral resource base for gas and oil production, authors have formulated the geological and ontogenetic problems which need analysis in order to rise performance of the future searching and prospecting onshore the Eastern Siberia and the Russian Far East territories.
Keywords: gas, oil, reserves, resources, challenges, ontogenesis, searching, Eastern Siberia.
References
1. ANTSIFEROV, A.S., V.Ye. BAKIN, I.P. VARLAMOV et al. Petroleum and gas geology of Siberian platform [Geologiya nefti i gaza Sibirskoy platformy]. Eds.: A.S. KONTOROVICH, V.S. SURKOV, A.A. TROFIMUK. Moscow: Nedra, 1981. (Russ.).
2. BAZHENOVA, T.K. Scale and time of oil and gas generation in Upper-Proterozoic parent formations of Siberian platform [Masshtaby i vremya neftegazoobrazovaniya v verkhneproterozoyskikh materinskikh formatsiyakh Sibirskoy platformy]. In: Advances of organic geochemistry [Uspekhi organicheskoy geokhimii]: collected book. Novosibirsk, Russia: Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch Russian Academy of Sciences (IPGG SB RAS), 2010, pp. 27-30. (Russ.).
3. YERMAKOV, V.I., T.I. KHEYVIN, V.T. RABOTNOV, et al. Geological structure of Eastern Yakutiya and Okhotsk Sea littoral [Geologicheskoye stroyeniye Vostochnoy Yakutii i Priokhotya]: sci.-tech. review.Moscow: VNIIEGazprom, 1977. Series: Geology and prospecting of gas and gas-condensate fields [Geologiya i razvedka gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. (Russ.).
4. YERMAKOV, V.I. Specifics of natural gas origin and accumulation in carboniferous formations [Osobennosti obrazovaniya i nakopleniya prirodnogo gaza v uglenosnykh formatsiyakh]: review. Moscow: All-Union Scientific-Research Institute of Mineral Resources, 1972. Series: Geology, methods for searching and prospecting oil and gas fields [Geologiya, metody poiskov i razvedki mestorozhdeniy nefti i gaza]. (Russ.).
5. YEFIMOV, A.S., Yu.L. ZAYTSEVA, M.A. MASLENNIKOV et al. Present state of raw hydrocarbon resource base and outlooks for its development [Sostoyaniye i perspektivy razvitiya syryevoy basy uglevodorodov]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye. 2017, no. 3, pp. 19-40. ISSN 0869-3188. (Russ.).
6. YEFIMOV, A.S., A.A. GERDT, V.S. STAROSELTSEV, et al. Assessment of amount and validity of potential resources within Siberian platform and selection of the most efficient leads for gas and oil prospecting [Otsenka velichiny i dostovernosti potentsialnykh resursov Sibirskoy platformy i vybor naiboleye effektivnykh napravleniy razvitiya poiskovo-razvedochnykh rabot na neft i gaz]. In: Proc. of 13th Coordinating geological meeting of Gazprom OJSC. Moscow: IRTs Gazprom, 2008, pp. 218-226. (Russ.).
7. IVANOV, Yu.A., I.P. MYASNIKOVA. New aspects in outlooks for oil and gas presence in northern areas of Siberian platform [Novyye aspekty perspektiv neftegazonosnosti severnykh rayonov Sibirskoy platformy]. Geologiya Nefti i Gaza. 2000, no. 4, pp. 33-40. ISSN 0016-7894. (Russ.).
8. KRYUCHKOV, V.Ye., V.A. SKOROBOGATOV. Searching and prospecting hydrocarbons in Eastern Siberia: results, challenges, risks, and outlooks [Poiskovo-razvedochnyye raboty v Vostochnoy Sibiri: itogi, problem, riski, perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 35-48. ISSN 2306-9849. (Russ.).
9. GRISHIN, M.P., V.S. STAROSELTSEV, V.S. SURKOV (ed.)., et al. Megacomplexes and abyssal structure of lithosphere in oil-gas-bearing provinces at Siberian platform [Megakompleksy i glubinnaya struktura zemnoy kory neftegazonosnykh provintsiy Sibirskoy platformy]. Moscow: Nedra, 1987. (Russ.).
10. MELNIKOV, N.V. Vendian-Cambrian saliferous basin of Siberian platform [Vend-kembriyskiy solenosnyy basseyn Sibirskoy platformy]. In: Stratigraphy, history [Stratigrafi ya, istoriya razvitiya]. Novosibirsk: Siberian branch of RAS, 2009. (Russ.).
11. MAKAROV, K.K., T.K. BAZHENOVA (eds.). Organic geochemistry of Paleozoic sediments within Siberian platform subsoil and prediction of oil and gas presence [Organicheskaya geokhimiya paleozoya Sibirskoy platformy i prognoz neftegazonosnosti]. Leningrad, USSR: Nedra, 1981. (Russ.).
12. REMIZOV, V.V., V.I. REZUNENKO, A.I. GRITSENKO, et al. Challenges of gas resource development at Siberia and the Far East [Problemy osvoyeniya resursov gaza Sibiri i Dalnego Vostoka]. Gazovaya Promyshlennost, 2000, no. 9, pp. 9-13. ISSN 0016-5581. (Russ.).
13. SKOROBOGATOV, V.A. Yenisey-Lena megaprovince: generation, location and prediction of hydrocarbon fields [Yenisey-Lenskaya megaprovintsiya: formirovaniye, razmeshcheniye i prognozirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 3, pp. 3-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
14. SKOROBOGATOV, V.A. The biggest, gigantic and unique sedimentary basins of the World and their impact to development of the gas industry in the XXI century [Krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye osadochnyye basseyny mira i ikh rol v razvitii gazovoy promyshlennosti v XXI veke]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru. 2018, no. 10, pp. 126-141. ISSN 2410-3837. (Russ.).
15. SKOROBOGATOV, V.A., G.R. PYATNITSKAYA, D.A. SOIN, et al. Practice of estimation of potential resources of the free gas in sedimentary basins of Russia and their validation during prospecting works [Opyt otsenok potentsialnykh resursov svobodnogo gaza osadochnykh basseynov Rossi ii ikh podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 59-65. ISSN 0016-7894. (Russ.).
16. SKOROBOGATOV, V.A., V.V. RYBALCHENKO, D.Ya. KHABIBULLIN, et al. Searching hydrocarbon fields and deposits in sedimentary basins of Northern Eurasia: results, issues and outlooks [Poiski mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov v osadochnykh basseynakh Severnoy Yevrazii: itogi, problem, perspektivy]. Vesti GazovoyNauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 18-34. ISSN 2306-9849. (Russ.).
17. SKOROBOGATOV, V.A., Ye.S. DAVYDOVA. Comparative oil and gas geostatistics of the Western Siberian and Eastern Siberian megaprovinces [Sravnitelnaya neftegazovaya geostatistika Zapadno-Sibirskoy i Vostochno-Sibirskoy megaprovintsiy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 33-43. ISSN 2306-8949. (Russ.).
18. FILIPTSOV, Yu.A., Yu.V. PETRISHINA, L.I. BOGORODSKAYA, et al. Evaluation of kagenesis and oil-and-gas generation ability for Riphean and Vendian organic matter from Baykit and Katanga regions [Otsenka katageneza i neftegazogeneratsionnykh svoystv organicheskogo veshchestva rifeya i venda Baykitskoy i Katangskoy oblastey]. Geologiya i Geofizika, 1999, vol. 40, no. 9, pp. 1362-1374. ISSN 0016-7886. (Russ.).
19. FILIPTSOV, Yu.A., V.S. STAROSELTSEV. Riphean depressions as main sources of oil and gas at western part of Siberian platform [Rifeyskiye progiby - osnovnyye istochniki nefti i gaza v zapadnoy chasti Sibirskoy platformy]. Geologiya Nefti i Gaza, 2009, no. 6, pp. 40-56. ISSN 0016-7894. (Russ.).
20. FROLOV, S.V., Ye.A. BAKAY, Ye.Ye. KARNYUSHINA, et al. Oil-gas-bearing complexes at the north of Lena-Tungus basin [Neftegazonosnyye kompleksy severa Leno-Tungusskogo basseyna]. Geologiya Nefti i Gaza. 2013, no. 3, pp. 63-75. ISSN 0016-7894. (Russ.).
21. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. On expediency to search hydrocarbon fields in poorly studied regions of Eastern Siberia in 2021-2040 [O tselesoobraznosti poiskov mestorozhdeniy uglevodorodov v maloizuchennykh oblastyakh Vostochnoy Sibiri v period 2021-2040 gg.]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 49-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
22. SHEIN, V.S., N.K. FORTUNATOVA, S.V. IVASHKO et al. Tectonic zoning and prospects for oil-gas-bearing capacity of basins of the Siberian platform [Tektonicheskoye rayonirovaniye i perspektivy neftegazonosnosti basseinov Sibirskoy platformy]. Geologiya Nefti i Gaza. 2013, spec. is., pp. 64-88. ISSN 0016-7894. (Russ.).
